Các chính sách, chiến lược, sự phát triển công nghệ… là những yếu tố bất định, khó lường và có tác động mạnh đến sự phát triển của thị trường xe ô tô điện (EV). Theo Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), việc theo dõi thị trường EV thông qua các chỉ dấu (signpost), xác định chỉ số EVI (Electric Vehicles Index) sẽ hỗ trợ các doanh nghiệp trong chuỗi giá trị lĩnh vực EV đưa ra quyết định trong hoạt động sản xuất kinh doanh cũng như xu hướng mua sắm tiêu dùng của các cá nhân.

Các chỉ dấu để xác định chỉ số thị trường xe ô tô điện Việt Nam. Ảnh: VPI

Để theo sát sự thay đổi của thị trường xe điện, VPI đã nghiên cứu, tham vấn ý kiến chuyên gia trong và ngoài nước để đưa ra chỉ dấu, đánh giá mức độ quan trọng của từng chỉ dấu (thông qua trọng số của các chỉ dấu); cập nhật liên tục hiện trạng các chỉ dấu của thị trường EV Việt Nam và đưa ra chỉ số EVI (Electric Vehicles Index) để đánh giá hiện trạng thị trường EV trong nước.
Theo kết quả nghiên cứu của VPI, chỉ số EVI của Việt Nam trong Quý III/2021 đạt 1,6/5 điểm (tương ứng với 32%) thông qua đánh giá các chỉ dấu gồm: chính sách, mạng lưới trạm sạc, chi phí sở hữu phương tiện (giá xe, chi phí vận hành bảo dưỡng, giá trị bán lại, thuế phí khác), thị hiếu (độ tuổi, lựa chọn thay thế), GDP/đầu người, công nghệ (tuổi thọ pin, thời gian sạc/số km di chuyển và mức độ tương thích giữa các cổng sạc của các hãng xe) và thị trường EV khu vực.
Về chính sách, Việt Nam chưa có lộ trình/mục tiêu phát triển xe điện, chưa có hệ thống các tiêu chuẩn và quy chuẩn đầy đủ để phản ánh cụ thể tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn của các bộ phận, hệ thống và các xe hoàn chỉnh. Dự thảo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 – 2030, tầm nhìn tới năm 2045 (Quy hoạch điện VIII) cũng chưa xét đến phụ tải là xe điện.
Tuy nhiên, Việt Nam đã có chính sách giảm chi phí sở hữu EV như: Miễn phí trước bạ với xe bus sử dụng năng lượng sạch, khuyến khích phát triển phương tiện vận tải hành khách công cộng thân thiện với môi trường; thuế tiêu thụ đặc biệt của xe ô tô chạy bằng xăng kết hợp năng lượng điện chỉ bằng 70% xe động cơ đốt trong (ICE) cùng dung tích, xe ô tô điện được áp mức thuế từ 5 – 15% tùy số chỗ của xe (trong khi đó thuế áp dụng cho xe ICE từ 10 – 150% tùy theo số chỗ và dung tích xi lanh).
Về thị trường khu vực châu Á, các quốc gia có định hướng, lộ trình phát triển EV, trong đó dẫn đầu là Trung Quốc với 22 doanh nghiệp sản xuất EV, 9 doanh nghiệp sản xuất phần mềm cho EV.
Về lựa chọn thay thế, có 47 hãng xe sản xuất ô tô điện trên thế giới, đứng đầu trong công nghệ EV là Chevrolet, Ford, Volkswagen (Porsche), Kia, Tesla, BMW, Nissan…Trong khi đó, Việt Nam có 1 mẫu xe ô tô điện VF e34 của Vinfast (ra mắt ngày 15/10/2021), 2 mẫu còn lại của Vinfast dự kiến ra mắt vào năm 2022 – 2023, còn lại là xe nhập khẩu theo đặt hàng, chưa có đại lý phân phối chính thức.
Về mạng lưới trạm sạc, VinFast có khoảng 500 trạm sạc xe điện (tính đến tháng 6/2021), đã công bố bản đồ phân bố và đang tiếp tục xây dựng 1.000 trạm sạc trong cả nước. Ngoài ra, có thêm 2 trạm sạc xe điện tại cửa hàng xăng dầu PV OIL Đà Nẵng.
Chi phí sở hữu xe điện trung bình gồm: giá mua xe, chi phí vận hành bảo dưỡng, giá trị bán lại và các loại thuế phí khác. Tại Việt Nam, tỷ lệ giá dòng xe VFe34 (690 triệu đồng) của VinFast so với các dòng xe ICE tương đương ở mức 0,7 – 0,9 khi áp dụng các chính sách hỗ trợ của Vinfast, chính sách thuê pin. Con số này tăng lên 1,2 nếu không áp dụng các chính sách trên.
Theo đánh giá của VPI, Việt Nam có tiềm năng phát triển thị trường EV trong tương lai bởi hiện tại tỷ lệ sở hữu ô tô của Việt Nam ở mức 23 ô tô/1.000 người, con số này chỉ bằng 1/10 của Thái Lan và 1/20 của Malaysia. Tuy nhiên, ở giai đoạn này, các doanh nghiệp dự định tham gia chuỗi giá trị thị trường EV nên tiếp tục theo dõi, cập nhật các chỉ dấu và EVI để có cơ sở ra quyết định phù hợp.
IHS Markit dự báo đến năm 2027, chi phí sản xuất xe điện sẽ ngang bằng với chi phí sản xuất xe ICE ở Trung Quốc và châu Âu. Trong số 89 triệu xe được bán ra vào năm 2030, dự báo sẽ có 23,5 triệu xe điện (chiếm gần 27%).
Báo cáo “Năng lượng tái tạo và năng lượng mới” (Renewable & New Energy) do Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) nghiên cứu thực hiện, tập trung phân tích xu hướng chuyển dịch năng lượng, thị trường xe điện, năng lượng mặt trời, hydrogen và điện gió ngoài khơi… Thông tin chi tiết liên hệ chuyên gia Nghiêm Thị Ngoan (ngoannt@vpi.pvn.vn).

Trong Chương trình Tuần lễ Năng lượng thế giới năm 2021 với chủ đề “Kết nối các xã hội năng lượng – Năng lượng cho cuộc sống tốt đẹp hơn”, TS. Phan Ngọc Trung – Thành viên HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã trình bày tham luận “Tập đoàn Dầu khí Việt Nam với định hướng sản xuất và cung ứng nguồn năng lượng hydro xanh trong tương lai”.

                                                  TS. Phan Ngọc Trung – Thành viên HĐTV PVN phát biểu tại Chương trình Tuần lễ Năng lượng thế giới năm 2021. Ảnh: PVN

Petrovietnam trong hệ thống năng lượng Việt Nam
Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam) tiền thân là Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam được thành lập vào ngày 3/9/1975. Petrovietnam hiện tập trung vào 5 lĩnh vực sản xuất kinh doanh chính là: Thăm dò – Khai thác dầu khí; Công nghiệp khí; Công nghiệp điện; Chế biến, tồn trữ và phân phối sản phẩm dầu khí; Dịch vụ dầu khí, trong đó lĩnh vực tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí là cốt lõi.

Petrovietnam là công ty dầu khí quốc gia (NOC) Việt Nam, do vậy chức năng, nhiệm vụ chính của Petrovietnam là quản lý, khai thác và sử dụng hiệu quả nguồn tài nguyên dầu khí của đất nước. Petrovietnam có vai trò quan trọng trong hệ thống năng lượng quốc gia, đảm bảo an ninh năng lượng cho phát triển kinh tế của đất nước, cụ thể trong việc: cung cấp nguồn năng lượng sơ cấp như dầu mỏ và khí đốt; nguồn năng lượng cuối cùng như các sản phẩm xăng dầu và điện năng; ngoài ra, Petrovietnam góp phần phát triển hạ tầng năng lượng quốc gia như các hệ thống đường ống vận chuyển, phân phối và xử lý dầu khí. Hiện Petrovietnam đang xây dựng điều chỉnh Chiến lược phát triển Petrovietnam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 với định hướng phát triển trở thành Tập đoàn năng lượng, thân thiện với môi trường trong đó lĩnh vực dầu khí tiếp tục đóng vai trò nền tảng.

Trong bối cảnh tình hình kinh tế thế giới và trong nước giai đoạn 2016 – 2020 có nhiều khó khăn thách thức, biến động mạnh của giá dầu, dịch bệnh Covid-19…, tuy nhiên, Petrovietnam về cơ bản đã hoàn thành các chỉ tiêu Kế hoạch được Chính phủ phê duyệt, nổi bật là: Tổng sản lượng khai thác dầu khí 5 năm 2016 – 2020 đạt 121,14 triệu tấn quy dầu, trong đó khai thác dầu đạt 71,27 triệu tấn và khai thác khí đạt 49,87 tỷ m3 ;Sản xuất điện đạt 104,4 tỷ kWh; Sản phẩm lọc dầu đạt 50,23 triệu tấn; Sản xuất đạm đạt 8,28 triệu tấn; Nộp ngân sách nhà nước hàng năm, chiếm tỷ trọng 9 – 11% tổng thu ngân sách của nhà nước và đóng góp cho GDP cả nước trung bình hàng năm là 10 – 13%.

Petrovietnam là một trong các trụ cột kinh tế của đất nước, thực hiện vai trò là công cụ điều tiết vĩ mô của Chính phủ, đóng góp quan trọng cho ngân sách nhà nước. Vai trò Petrovietnam trong hệ thống năng lượng Việt Nam được thể hiện rõ trong giai đoạn 2010 – 2020 đóng góp trung bình hàng năm của Petrovietnam chiếm 25 – 27% tổng nhu cầu Năng lượng sơ cấp và 18 – 27% tổng nhu cầu tiêu thụ năng lượng cuối cùng của Việt Nam. Theo Chiến lược phát triển của Petrovietnam đến năm 2035, tỷ trọng đóng góp năng lượng của Petrovietnam cho đất nước sẽ tiếp tục được duy trì và phát triển, trung bình chiếm khoảng 25 – 30%.

“Hydro xanh” đối với hệ thống năng lượng Việt Nam
Hydro có một vai trò rất quan trọng trong chuyển dịch năng lượng để đạt được mục tiêu của Thỏa thuận chung Paris nhằm giới hạn nhiệt độ trái đất tăng dưới mức 1,5-2oC vào cuối thế kỷ. Hydro có các vai trò chính trong chuyển dịch năng lượng bao gồm: Sản xuất điện năng và tích hợp năng lượng tái tạo quy mô lớn; Truyền tải và phân phối năng lượng giữa các khu vực, lĩnh vực sử dụng năng lượng khác nhau; Lưu trữ năng lượng để nâng cao tính ổn định của hệ thống; Khử các-bon trong lĩnh vực giao thông vận tải; lĩnh vực sử dụng năng lượng trong công nghiệp, dân dụng; Cung cấp nguyên liệu sạch cho các quá trình sản xuất công nghiệp.

Hydro có thể sử dụng để sản xuất điện năng, cấp nhiệt cho các khu công nghiệp, sử dụng làm nhiên liệu cho các phương tiện giao thông vận tải đồng thời cũng có thể sử dụng làm nguyên liệu cho các quá trình sản xuất công nghiệp chủ yếu là sản xuất NH3 và sử dụng trong các quá trình nâng cấp sản phẩm của các nhà máy lọc dầu.

Tiềm năng to lớn như trên, thế giới đang hướng tới nền kinh tế Hydro trong đó hydro được sử dụng làm nhiên, nguyên liệu các-bon thấp để thay thế các loại nhiên, nguyên liệu hóa thạch. Tại Việt Nam, mặc dù hiện chưa công bố tham vọng phát thải ròng bằng không và chưa xây dựng chương trình phát triển hydro. Tuy nhiên, Việt Nam cũng đã đặt các mục tiêu phát triển năng lượng sạch đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 cụ thể như sau:

Tại Đóng góp quốc gia tự quyết định của Việt Nam năm 2020 (NDC 2020), Việt Nam đặt chỉ tiêu giảm phát thải khí nhà kính 9% (bằng nguồn lực trong nước) và 27 % (nếu có hỗ trợ quốc tế).

Tại Nghị quyết 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ Chính trị đã đưa mục tiêu giảm phát thải khí nhà kính từ hoạt động năng lượng đạt 15% vào 2030 và 20% vào 2045. Về tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo trên năng lượng sơ cấp đạt 15 – 20% vào 2030 và 25 – 30% vào 2045.

Tại Dự thảo Quy hoạch Điện VIII đề xuất tỷ trọng tổng công suất đặt nguồn điện tái tạo chiếm 26% vào 2030 và 41% vào 2045, trong đó điện gió chiếm 9% vào 2030 và 20% vào 2045.

Trong năm 2020, Việt Nam đã ban hành danh mục các Công nghệ cao được ưu tiên phát triển trong đó có nguồn năng lượng hydro.

Mặc dù chi phí sản xuất hydro xanh hiện nay có giá tương đối cao (khoảng hơn 8 USD/kg) với cơ cấu giá điện tái tạo chiếm khoảng 45% – 75%, tuy nhiên theo các tổ chức dự báo quốc tế cho thấy đến 2030 giá Hydro xanh có thể giảm xuống 2 USD/kg (15 USD/MMBtu) vào 2030 và 1 USD/kg (7,5 USD/MMBtu) vào 2050 chủ yếu do giá điện tái tạo và chi phí hệ thống điện phân giảm mạnh. Với giá thành như trên hydro xanh hoàn toàn có thể cạnh tranh được với các nhiên liệu truyền thống trong tương lai.

Tại Việt Nam, trong 2 năm gần đây chứng kiến sự phát triển bùng nổ của nguồn điện năng lượng tái tạo. Tính đến cuối năm 2019, Việt Nam đã đưa vào vận hành 99 MW nguồn điện gió, nhiều hơn Nhật Bản, Hàn Quốc và Hoa Kỳ và xếp thứ 3 ngoài châu Âu. Theo đánh giá của các chuyên gia quốc tế, Việt Nam là đất nước có tiềm năng lớn để phát triển điện gió ngoài khơi với tổng tiềm năng kỹ thuật ước đạt 162,2GW. Dự báo cho thấy, giá điện gió ngoài khơi của Việt Nam có thể giảm xuống 5 – 7 UScent/kWh vào năm 2030 và dưới 2 – 4 UScent/kWh vào 2050, tương đương mức giá hydro xanh sản xuất từ điện gió ngoài khơi có thể giảm xuống 8 – 12 USD/kg vào 2030 và 3 – 6 USD/kg vào 2050.

Lợi thế của Petrovietnam trong phát triển “hydro xanh”
Với nhiều điểm tương đồng giữa chuỗi giá trị dầu khí và chuỗi giá trị của hydro, các tập đoàn dầu khí quốc gia nói chung và Petrovietnam nói riêng có nhiều cơ hội và lợi thế trong việc phát triển lĩnh vực Hydro trên cơ sở những kinh nghiệm, hạ tầng sẵn có của ngành dầu khí, cụ thể:

Về sản xuất hydro: Hiện nay, Petrovietnam đã có kinh nghiệm trong việc sản xuất Hydro xám tại các đơn vị thành viên như Công ty CP Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR), Công ty TNHH Lọc hóa dầu Nghi Sơn (NSRP), Tổng công ty Phân bón và Hóa chất Dầu khí – CTCP (PVFCCo) và Công ty CP Phân bón Dầu khí Cà Mau (PVCFC);

Về vận chuyển, phân phối, tàng trữ hydro: Cơ sở hạ tầng sẵn có của Petrovietnam như hệ thống đường ống vận chuyển và phân phối, các kho chứa, cửa hàng kinh doanh xăng dầu … và kinh nghiệm vận hành hệ thống khí tự nhiên hoàn toàn có thể được chuyển đổi để ứng dụng cho lĩnh vực hydro;

Về sử dụng hydro: Các nhà máy lọc hóa dầu cũng như các nhà máy sản xuất phân đạm của Petrovietnam là những khách hàng trực tiếp sử dụng nguồn Hydro xanh để thay thế từng bước nguồn Hydro xám hiện nay. Ngoài ra, Petrovietnam có thể sử dụng hydro xanh để chế biến nhiên liệu tổng hợp từ các nguồn khí có hàm lượng CO2 cao hiện có tại Việt Nam.

Ngoài lợi thế tương đồng về chuỗi giá trị dầu khí với chuỗi giá trị hydro, Petrovietnam còn có lợi thế lớn trong việc phát triển các dự án điện gió ngoài khơi làm cơ sở để sản xuất hydro xanh trong tương lai. Thế mạnh này xuất phát từ đặc điểm không gian hoạt động thăm dò – khai thác dầu khí của Petrovietnam trong hơn 40 năm qua chủ yếu tập trung tại khu vực ngoài khơi, trên thềm lục địa Việt Nam. Điều này thể hiện rõ thế mạnh về Cơ sở vật chất hạ tầng và năng lực tham gia phát triển các dự án điện gió ngoài khơi, cụ thể như sau:

Cơ sở vật chất: Petrovietnam đang quản lý và vận hành hệ thống gồm các cảng dịch vụ trên cả 3 miền Bắc, miền Trung và miền Nam với các nhà xưởng và trang thiết bị chế tạo trên bờ. Ngoài ra, Petrovietnam hiện đang sở hữu, quản lý đội tàu dịch vụ (gần 100 chiếc) trên biển, với sự đa dạng về công suất và chủng loại tàu.

Năng lực phát triển các dự án điện gió ngoài khơi: Petrovietnam hiện là doanh nghiệp đứng đầu Việt Nam về lĩnh vực cơ khí chế tạo, thi công, xây lắp và vận hành các công trình ngoài khơi. Nhờ vào thế mạnh về cơ sở vật chất, thiết bị và nhân lực, Petrovietnam có lợi thế để tiết kiệm chi phí, nâng cao tính cạnh tranh, mang lại hiệu quả cao hơn cho các dự án điện gió ngoài khơi trong cả vai trò chủ đầu tư và nhà thầu khi tham gia cung cấp dịch vụ trong tất cả các giai đoạn phát triển của dự án, bao gồm từ giai đoạn khởi động, khảo sát; giai đoạn thiết kế, chế tạo, lắp đặt và vận hành, bảo dưỡng các dự án/nhà máy điện gió.

Bên cạnh đó, là một công ty dầu khí quốc gia (NOC) Việt Nam, với tổng tải sản hiện hơn 36 tỷ USD và vốn chủ sở hữu gần 20 tỷ USD, Petrovietnam có tiềm lực lớn về tài chính, đảm bảo đủ nguồn vốn khi tham gia các dự án điện gió ngoài khơi. Hơn nữa, là doanh nghiệp nhà nước hàng đầu tại Việt Nam với hệ thống hạ tầng và cơ sở dữ liệu địa chất, thủy văn ngoài khơi, Petrovietnam hoàn toàn có điều kiện và lợi thế trong việc lựa chọn, tìm kiếm các vị trí tiềm năng, có tốc độ gió cao, ổn định phù hợp cho phát triển dự án điện gió ngoài khơi hiệu quả.

Định hướng phát triển “Hydro xanh” của Petrovietnam
Dưới tác động của chuyển dịch năng lượng và chuyển đổi số đang diễn ra trên toàn cầu, hiện Petrovietnam đang triển khai điều chỉnh Chiến lược phát triển Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045, trong đó, liên quan đến việc thích ứng phát triển nguồn năng lượng sạch/mới, Petrovietnam xây dựng một số mục tiêu cụ thể như sau:

Mở rộng đầu tư lĩnh vực điện và năng lượng tái tạo: Đến 2030, Petrovietnam phấn đấu nâng Tổng công suất đặt đạt 8.000 – 14.000 MW và tỷ trọng nguồn điện tái tạo chiếm 5 – 10% tổng công suất đặt của Petrovietnam. Đến 2045, Petrovietnam phấn đấu nâng công suất đặt chiếm từ 8 – 10% tổng công suất hệ thống điện Việt Nam và tỷ trong nguồn năng lượng tái tạo chiếm 10 – 20% trong tổng công suất nguồn điện Petrovietnam.

Sản xuất nhiên liệu carbon thấp: Petrovietnam đặt mục tiêu sau năm 2030 sẽ triển khai sản xuất hydro xanh trên cơ sở sử dụng nguồn điện tái tạo (điện gió ngoài khơi) do Petrovietnam sản xuất.

Để đạt được các mục tiêu Chiến lược nêu trên, Petrovietnam đưa ra lộ trình, các hướng triển khai, cụ thể như sau:

Điều chỉnh Chiến lược phát triển Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, trong đó tính tới chuyển dịch năng lượng và chuyển đổi số.

Xây dựng Lộ trình/Chương trình phát triển năng lượng hydro xanh.

Triển khai các hoạt động R&D phát triển năng lượng hydro, tập trung vào lĩnh vực: xác minh khả năng tồn tại hydro tự nhiên dưới lòng đất; sản xuất Hydro xanh; vận chuyển, lưu trữ hydro; sử dụng hydro; và kinh doanh hydro.

Đẩy mạnh triển khai các dự án điện gió ngoài khơi để sản xuất hydro xanh.

Đánh giá lựa chọn địa điểm triển khai xây dựng Trung tâm (Hubs) phân phối hydro, ưu tiên gần cụm công nghiệp dầu khí tại Vũng Tàu, Dung Quất và Cà Mau.

Nghiên cứu từng bước thay thế sử dụng hydro xanh làm nguyên liệu, nhiên liệu cho các nhà máy lọc hóa dầu, nhà máy phân đạm, chuyển đổi nhiên liệu nhà máy điện khí/than của Petrovietnam sang sử dụng hydro xanh.

Nghiên cứu phát triển các dự sản xuất hóa chất, nhiên liệu tổng hợp từ Hydro xanh và nguồn CO2 thu được từ các nhà máy và mỏ khí có hàm lượng CO2 cao.

Đánh giá tiềm năng xuất khẩu hydro sang các nước, ưu tiên thị trường trong khu vực và các nước Đông Bắc Á.

Kết luận
Vai trò của hydro ngày càng quan trọng trong cơ cấu năng lượng toàn cầu và là giải pháp không thể thiếu trong chuyển dịch năng lượng và cắt giảm phát thải khí nhà kính trên thế giới nói chung và Việt Nam nói riêng. Là một công ty dầu khí quốc gia của Việt Nam đã có những đóng góp lớn cho sự phát triển kinh tế, xã hội, đồng thời là một trong những trụ cột trong việc bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, bên cạnh chịu sự tác động trực tiếp của sự chuyển dịch năng lượng/biến đổi khí hậu, Petrovietnam có trách nhiệm trong việc chung tay cùng Chính phủ vừa đảm bảo an ninh năng lượng, vừa giảm phát thải khí nhà kính để bảo vệ môi trường và ứng phó với biến đổi khí hậu. Với lợi thế hình thành chuỗi dầu khí hoàn chỉnh từ thăm dò khai thác, xử lý, vận chuyển, chế biến, tồn trữ và phân phối các sản phẩm dầu khí sau hơn 40 năm phát triển, Petrovietnam xác định phát triển sản xuất hydro xanh từ nguồn năng lượng tái tạo (điện gió ngoài khơi) là định hướng chiến lược phát triển nguồn năng lượng sạch/mới trong tương lai nhằm cung cấp nguồn năng lượng sạch bền vững cho đất nước trên cơ sở phát huy thế mạnh của hoạt động dầu khí ngoài khơi của Petrovietnam.

 

Xu hướng chuyển dịch năng lượng, giá dầu biến động, tài nguyên dầu khí ngày càng hạn chế (chủ yếu tập trung ở khu vực nước sâu xa bờ, cần vốn đầu tư lớn, rủi ro cao)… là các yếu tố chính khiến các quốc gia trên thế giới điều chỉnh mô hình quản lý nhà nước về dầu khí theo hướng linh hoạt, gia tăng các cơ chế ưu đãi nhằm thu hút đầu tư vào lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí.

PVN đóng góp lớn cho ngân sách Nhà nước trong giai đoạn 2009 – 2020

Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ Chính trị về định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 đánh giá: “Quy định pháp luật của ngành năng lượng nói chung và từng phân ngành nói riêng vẫn còn nhiều hạn chế, thiếu thống nhất, chưa bảo đảm tính tương thích với pháp luật quốc tế. Một số cơ chế, chính sách chưa phù hợp với cơ chế thị trường, chưa thúc đẩy việc xây dựng thị trường năng lượng cạnh tranh. Chính sách về đầu tư phát triển, quản lý tài nguyên năng lượng còn thiếu, chưa đồng bộ”.
Để thực hiện nhiệm vụ được Bộ Chính trị giao “Đẩy mạnh công tác tìm kiếm, thăm dò nhằm gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác dầu khí tại các khu vực tiềm năng, nước sâu, xa bờ gắn với nhiệm vụ bảo vệ chủ quyền quốc gia trên biển; nâng cao hệ số thu hồi, tận thu các mỏ nhỏ, khối sót cận biên…” (Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020), các chuyên gia cho rằng cần sớm hoàn thiện hành lang pháp lý cho sự phát triển của ngành Dầu khí. Trong đó, phân biệt rõ chức năng quản lý nhà nước và chức năng sản xuất kinh doanh; tách bạch các trách nhiệm xã hội với nhiệm vụ bảo toàn vốn, phát triển doanh nghiệp. Luật Dầu khí cần điều chỉnh áp dụng cho toàn bộ chuỗi hoạt động dầu khí và cho phép áp dụng Luật Dầu khí trong trường hợp có sự chưa thống nhất với các luật khác nhằm hạn chế tối đa các vướng mắc do phải áp dụng các luật khác nhau.
Trên cơ sở phân tích mô hình quản lý của các quốc gia trên thế giới, chuyên gia Đoàn Văn Thuần – Trung tâm Nghiên cứu Kinh tế và Quản lý Dầu khí, Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) kiến nghị các cơ quan có thẩm quyền xem xét các các thay đổi/điều chỉnh trong thẩm quyền phê duyệt của các cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí trong Dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi. Cụ thể, Thủ tướng Chính phủ chỉ phê duyệt các quy trình có ảnh hưởng lớn đến quyền “sở hữu nhà nước đối với tài nguyên dầu khí” như phê duyệt dự thảo Hợp đồng dầu khí; chuyển nhượng quyền lợi tham gia trong Hợp đồng dầu khí; chấm dứt Hợp đồng dầu khí.
Để tăng tính chủ động trong quá trình triển khai và phù hợp với thông lệ dầu khí quốc tế, Thủ tướng Chính phủ xem xét trao quyền cho cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí (Bộ Công Thương) hoặc công ty dầu khí quốc gia (PVN) phê duyệt: Danh mục các lô dầu khí; kế hoạch đấu thầu, kết quả đấu thầu; chuyển đổi cam kết công việc; giữ lại diện tích, kéo dài thời gian giữ lại diện tích phát hiện khí; hoàn trả diện tích tìm kiếm thăm dò; mở rộng phạm vi hợp đồng trong trường hợp phát hiện thương mại vượt ra ngoài ranh giới phạm vi hợp đồng đó; báo cáo trữ lượng dầu khí; FDP/FDP điều chỉnh.
Đối với lĩnh vực tìm kiếm thăm dò dầu khí, VPI cho rằng đây là hoạt động rủi ro cao do chủ yếu được thực hiện ở khu vực nước sâu xa bờ (vài km dưới đáy biển), chi phí lớn, điều kiện thi công khó khăn. Trên thế giới, xác suất thành công của các giếng khoan thăm dò ngoài khơi trung bình chỉ khoảng 10 – 20%. Tuy nhiên, chỉ có tìm kiếm thăm dò mới có thể gia tăng được trữ lượng, đây là cơ sở để có các bước tiếp theo là phát triển mỏ và khai thác dầu khí.
Trong bối cảnh xu hướng chuyển dịch năng lượng, giá dầu biến động, tài nguyên dầu khí ngày càng hạn chế, VPI đề xuất các cơ quan có thẩm quyền xem xét linh hoạt trong việc áp dụng các hình thức hợp đồng dầu khí (ngoài PSC), gia tăng các cơ chế ưu đãi nhằm thu hút đầu tư vào lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí. Các cơ chế, chính sách theo thông lệ quốc tế, đảm bảo hài hòa lợi ích của nhà đầu tư và nước chủ nhà trong các điều kiện mới cần được khẩn trương xem xét, nghiên cứu áp dụng.
Từ khi thành lập đến cuối năm 2020, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đã khai thác được trên 420 triệu tấn dầu thô, 160 tỷ m3 khí, sản xuất 200 tỷ kWh điện, 70 triệu tấn xăng dầu và 20 triệu tấn phân bón (urea), là trụ cột đảm bảo an ninh năng lượng, an ninh lương thực quốc gia, đóng góp lớn cho ngân sách Nhà nước và là tiền đề phát triển các ngành công nghiệp khác.

Xu hướng chuyển dịch năng lượng, giá dầu biến động, tài nguyên dầu khí ngày càng hạn chế… là các yếu tố chính khiến các quốc gia trên thế giới điều chỉnh mô hình quản lý nhà nước về dầu khí theo hướng linh hoạt, gia tăng ưu đãi nhằm thu hút đầu tư vào lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí.

Với cơ chế quản lý nhà nước đồng bộ và hiệu quả, Petronas vượt qua “cú sốc” giá dầu và đạt kết quả khả quan trong lĩnh vực thượng nguồn vào năm 2020. Nguồn: Petronas

Malaysia giao quyền sở hữu tài nguyên dầu khí cho Petronas
Là quốc gia có sản lượng khai thác dầu khí lớn thứ 2 ở Đông Nam Á, việc quản lý nhà nước về dầu khí tại Malaysia đang được áp dụng theo mô hình trong đó chính phủ thực hiện chức năng hoạch định, ban hành chính sách về dầu khí. Thủ tướng Chính phủ Malaysia là cấp quản lý cao nhất quy định và ban hành các vấn đề chính sách liên quan đến năng lượng quốc gia bao gồm có dầu khí. Hội đồng tư vấn dầu khí quốc gia tư vấn cho Thủ tướng Chính phủ Malaysia về các vấn đề chính sách, lợi ích quốc gia và các vấn đề liên quan đến dầu khí.
Với mô hình quản lý nhà nước về dầu khí như vậy, công ty dầu khí quốc gia của Malaysia – Petroliam Nasional Berhad (Petronas) được trao quyền thực hiện cả 3 vai trò: (i) tham gia hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí; (ii) quản lý nhà nước về dầu khí; (iii) đầu tư trực tiếp vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí tại Malaysia.
Luật Phát triển Dầu khí (Petroleum Development Act – 1974) trao quyền sở hữu toàn bộ tài nguyên dầu khí của Malaysia cho Petronas. Theo đó, Petronas trực tiếp đầu tư, điều hành hoạt động thăm dò khai thác dầu khí thông qua công ty con (Petronas Carigali) đồng thời Petronas cũng tham gia cùng với Ban Kinh tế Kế hoạch (thuộc Văn phòng Thủ tướng) xây dựng các chính sách về dầu khí trong tổng thể các chính sách về năng lượng.
Vai trò quản lý hoạt động dầu khí thượng nguồn của Petronas được thực hiện thông qua đơn vị quản lý dầu khí của Malaysia (Malaysia Petroleum Management – MPM) để quản lý, giám sát mọi vấn đề liên quan từ khi hình thành dự án, lựa chọn nhà thầu, đám phán ký kết hợp đồng dầu khí cho đến công đoạn triển khai và kết thúc dự án.
Nhà thầu khi muốn tham gia vào hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí tại Malaysia, phải xin cấp phép và nhận giấy phép từ Petronas. Petronas thông qua MPM ký kết hợp đồng dầu khí với các công ty dầu khí và chịu trách nhiệm giám sát các hoạt động.
Petronas xây dựng và ban hành Hệ thống quy trình hướng dẫn đối với hoạt động thăm dò khai thác dầu khí (Procedures and guidelines for upstream activities – PPGUA) gồm đầy đủ trình tự, thủ tục liên quan từ khi ký kết hợp đồng dầu khí, tiến hành hoạt động thăm dò, khoan, phát triển mỏ, khai thác dầu khí… Ngoài việc cấp phép (ký kết hợp đồng dầu khí PSC hoặc RSC) cần có sự phê duyệt/chấp thuận của Thủ tướng Chính phủ, các quy trình liên quan khác được quy định trong PPGUA đều được Petronas phê duyệt (thông qua MPM).
Trong đó, MPM phê duyệt đối với báo cáo đánh giá trữ lượng dầu khí hàng năm và các thay đổi/điều chỉnh trữ lượng dầu khí. PPGUA không có quy định riêng về phê duyệt báo cáo trữ lượng đối với phát hiện dầu khí thương mại được đưa vào phát triển mà được xem xét trong các bước đánh giá (milestone) của quy trình phê duyệt Báo cáo kế hoạch phát triển mỏ (FDP).
MPM tham gia vào toàn bộ quy trình đánh giá và thực hiện FDP gồm: Lập kế hoạch nhằm tối ưu hóa khu vực phát triển/tiến độ; nghiên cứu FDP (G&G, mô hình tầng chứa, phương án phát triển, thiết kế kỹ thuật tổng thể); phê duyệt và thực hiện FDP.
MPM thành lập Hội đồng đánh giá kỹ thuật (TRC) và Hội đồng đánh giá thực hiện (ERC) đóng vai trò tư vấn kỹ thuật cho Petronas trong quá trình đánh giá FDP. FDP cuối cùng được MPM phê duyệt sau khi nhận được chứng thực của các bên tham gia trong hợp đồng/dự án.
Từ năm 1976, Malaysia áp dụng hình thức hợp đồng chia sản phẩm trong hoạt động TDKT dầu khí và luôn có sự thay đổi linh hoạt để phù hợp với các điều kiện đặc thù về tài nguyên dầu khí (áp dụng PSC R/C với các mỏ có chi phí cao/rủi ro cao, RSC đối với các mỏ dầu khí cận biên, các điều khoản PSC riêng đối với khu vực nước sâu, khu vực có nhiệt độ cao/áp suất cao). Đối với các mỏ dầu khí có quy mô nhỏ (có trữ lượng dưới 15 triệu thùng dầu), từ năm 2019, Petronas đã và đang nghiên cứu mẫu PSC mới (SFA PSC) theo hướng đơn giản hóa các thủ tục, ở giai đoạn tiền phát triển, FDP được Petronas xem xét 1 lần thay vì 5 bước đánh giá như các dự án thông thường trước khi có FDP chính thức.

Indonesia cho phép NOC thành công ty dầu khí độc lập
Có phát hiện dầu đầu tiên ở Bắc Sumatra vào năm 1885, việc quản lý nhà nước về dầu khí ở Indonesia được áp dụng theo mô hình trong đó chính phủ hoạch định và ban hành chính sách về dầu khí đồng thời thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí; công ty dầu khí quốc gia (NOC) đóng vai trò độc lập, chỉ thực hiện chức năng của nhà đầu tư.
Tại Indonesia, Tổng cục Dầu khí (DGOG) là cơ quan thuộc Bộ Năng lượng và Tài nguyên Khoáng sản (MoEMR) chịu trách nhiệm xây dựng và ban hành các chính sách về năng lượng.
Trước đây, Công ty Dầu khí Quốc gia Indonesia (Pertamina) giữ vai trò độc quyền trong hoạt động thăm dò khai thác, vận chuyển, phân phối và bán sản phẩm dầu khí tại Indonesia. Từ năm 2001, Pertamina được chuyển đổi thành công ty dầu khí độc lập. Chính phủ Indonesia thành lập BPMIGAS (2002) và sau đó đến năm 2013 được thay thế bằng SKK Migas (đơn vị thuộc MoEMR) để quản lý nhà nước về dầu khí. Các quyền và nghĩa vụ của Pertamina phát sinh từ các hợp đồng, thay mặt cho Chính phủ, được chuyển giao cho SKK Migas. SKK Migas báo cáo trực tiếp Tổng thống và được giám sát bởi Ủy ban bao gồm Bộ trưởng MoEMR và các lãnh đạo cấp cao trong cơ quan Chính phủ.
SKK Migas tư vấn cho MoEMR các vấn đề: Chuẩn bị và đưa ra danh sách các khu vực diện tích hợp đồng và các hợp đồng hợp tác chung; đánh giá các kế hoạch phát triển mỏ đầu tiên trong diện tích hợp đồng nhất định và đệ trình MoEMR phê duyệt; phê duyệt các kế hoạch phát triển mỏ; phê duyệt chương trình công tác và ngân sách; báo cáo MoEMR và giám sát việc thực hiện các hợp đồng hợp tác chung
Quyền thăm dò khai thác chỉ có thể thực hiện được thông qua thỏa thuận/hợp đồng hợp tác giữa chính phủ (thông qua SKK Migas) và nhà thầu. Hợp đồng hợp tác có thể được trao bằng đấu thầu hoặc chào hàng trực tiếp (direct offer). Tuy nhiên các diện tích hợp đồng mới chủ yếu được thực hiện thông qua đấu thầu theo quy định của MoEMR. Hình thức chào hàng trực tiếp được áp dụng trong một số trường hợp trong đó có áp dụng đối với các hợp đồng dầu khí đã hết hạn hoặc được nhà thầu hoàn trả (các hợp đồng này có thể được quản lý bởi Pertamina, nhà thầu hiện tại hoặc điều hành chung giữa nhà thầu theo PSC và Pertamina).
Indonesia cho phép các nhà đầu tư lựa chọn giữa 2 loại hợp đồng chia sản phẩm: PSC thu hồi chi phí và PSC chia gộp (Gross split PSC), đều được cấp phép trong 30 năm và có thể gia hạn lên đến 20 năm. Tuy nhiên, Indonesia không cho phép chuyển nhượng quyền lợi tham gia trong PSC cho bên thứ 3 và thay đổi nhà điều hành trong thời gian 3 năm đầu tiên của giai đoạn thăm dò. Việc MoEMR cho phép lựa chọn thay đổi cấu trúc PSC từ “thu hồi chi phí” sang “chia gộp” (với nhiều lựa chọn), cho thấy cơ quan này linh hoạt điều chỉnh các điều khoản của PSC để thu hút đầu tư.
Nhà thầu được yêu cầu thông báo cho Chính phủ và SKK Migas bất kỳ phát hiện nào về dầu khí trong diện tích hợp đồng. Sau khi thông báo được SKK Migas chấp thuận, nhà thầu sẽ trình Kế hoạch phát triển mỏ (Plan of Development – POD) ngay khi có thể (trong thời hạn không quá 3 năm). POD đầu tiên sẽ được MEMR phê duyệt dựa trên ý kiến của SKK Migas sau khi có tham khảo ý kiến của chính quyền khu vực có liên quan. Các POD tiếp theo sẽ được phê duyệt bởi SKK Migas.
Sau khi POD liên quan được phê duyệt, nhà thầu được yêu cầu bắt đầu hoạt động dầu khí trong vòng 5 năm kể từ khi kết thúc giai đoạn thăm dò, nếu không thực hiện được thì PSC sẽ chấm dứt hiệu lực.
Nhà thầu sẽ trình Chính phủ (SKK Migas hoặc MoEMR) báo cáo trữ lượng dầu khí hàng năm gồm trữ lượng dầu khí xác minh, có khả năng và có thể. Đối với trữ lượng dầu khí xác minh, khi có phát hiện dầu khí thương mại, nhà thầu được yêu cầu chuẩn bị và trình POD cho SKK Migas và MoEMR.

Mô hình quản lý “cồng kềnh” kém hiệu quả tại Myanmar
Myanmar xuất khẩu thùng dầu thô đầu tiên vào năm 1853. Tuy nhiên, các lệnh trừng phạt của Mỹ, Liên minh châu Âu và chính sách đầu tư không hiệu quả đã cản trở Myanmar hiện thực hóa tiềm năng dầu khí. Ngoài hệ thống pháp luật về dầu khí dựa trên các nguyên tắc pháp lý của Anh, Ấn độ trước đây, hoạt động thăm dò khai thác dầu khí tại Myanmar bị chi phối bởi hệ thống Luật Doanh nghiệp Kinh tế Nhà nước, Luật Đầu tư Myanmar, Quy tắc Đầu tư Myanmar… Do vậy, thủ tục, thẩm quyền phê duyệt đối với các hoạt động dầu khí tại Myanmar khá “cồng kềnh”.
Tại Myanmar, việc quản lý nhà nước về dầu khí được thực hiện theo mô hình trong đó Chính phủ Myanmar hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí đồng thời quản lý nhà nước về dầu khí. Công ty dầu khí quốc gia vừa tham gia thực hiện vai trò quản lý nhà nước về dầu khí, vừa đóng vai trò nhà đầu tư/điều hành hoạt động dầu khí.
Bộ Điện và Năng lượng (MoEE) là cơ quan trực thuộc Chính phủ Myanmar chịu trách nhiệm quản lý nhà nước về năng lượng, trong đó có lĩnh vực dầu khí. Vụ Kế hoạch Dầu khí (OGPD), trực thuộc MoEE chịu trách nhiệm đàm phán các PSC.
Tổng công ty Dầu khí Myanmar (MOGE) vừa là cơ quan quản lý trực thuộc MoEE, vừa là công ty dầu khí quốc gia (NOC). MOGE có trách nhiệm thăm dò và khai thác dầu khí tại Myanmar và độc quyền thực hiện các hoạt động dầu khí với các nhà thầu tư nhân; chịu trách nhiệm quản lý hoạt động dầu khí (ký kết hợp đồng PSC, phê duyệt các kế hoạch phát triển mỏ và thu dọn mỏ, chuyển nhượng quyền lợi tham gia, thay đổi nhà điều hành theo PSC).
Việc quản lý hoạt động thăm dò khai thác dầu khí tại Myanmar còn có sự tham gia của các cơ quan liên quan khác. Trước khi MOGE ký PSC, cần có sự phê duyệt của các cơ quan như: Bộ Kế hoạch và Phát triển Kinh tế Quốc gia, Văn phòng Bộ Tư pháp, Bộ Tài chính, Bộ Bảo tồn Kinh tế và Lâm nghiệp và Ủy ban Đầu tư Myanmar.
Ủy ban Đầu tư Myanmar (MIC) thuộc Bộ Đầu tư và Kinh tế Đối ngoại, có thẩm quyền giám sát đối với lĩnh vực dầu khí thượng nguồn. Sự chấp thuận của MIC là cần thiết để phê duyệt việc chỉ định PSC và để nhà đầu tư chuyển quyền lợi theo PSC và thay đổi nhà điều hành trong quá trình phát triển dầu khí.
Để tiến hành các hoạt động tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí, Myanmar cho phép nhà đầu tư có thể tham gia thông qua các hình thức: PSC, Hợp đồng bồi thường (PCC), Hợp đồng cải thiện thu hồi dầu (IPR), Thỏa thuận tăng cường thu hồi cho mỏ nhỏ (IPRs) và Thỏa thuận hoạt động lại (Reactivation Agreements). Các điều khoản tài chính của PSC Myanmar được chia thành PSC khu vực trên bờ, PSC khu vực nước nông ngoài khơi và PSC khu vực nước sâu ngoài khơi.

Chính phủ Anh thành lập cơ quan độc lập để quản lý dầu khí
Tại Vương quốc Anh, Chính phủ thành lập cơ quan quản lý về dầu khí để thực hiện hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí đồng thời thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí. Bộ Năng lượng Kinh doanh và Chiến lược Công nghiệp (BEIS) có trách nhiệm thiết lập các chính sách về năng lượng và giảm thiểu biến đổi khí hậu; tham vấn về các vấn đề môi trường để xem xét phê duyệt FDP.
Là cơ quan độc lập thuộc sự quản lý của Chính phủ Anh, Cơ quan Quản lý về Dầu khí (Oil and Gas Authority – OGA) có trách nhiệm cấp phép, điều tiết và quản lý lĩnh vực dầu khí. Luật Dầu khí điều chỉnh cả hoạt động khai thác dầu khí ở Anh (không bao gồm phần lãnh thổ đất liền ở Bắc Ireland) và là cơ sở cho các loại giấy phép được cấp bởi OGA (hoặc bởi Bộ trưởng xứ Wales, đối với dầu và khí trên đất liền ở xứ Wales, hoặc bởi Bộ trưởng Scotland, về dầu khí trên đất liền ở Scotland), cho các chủ thể tham gia tìm kiếm và khai thác dầu khí.
Giấy phép này về bản chất là hợp đồng và các quy định đi kèm theo hợp đồng, được thực hiện như chứng thư và được phép chuyển giao từ Nhà nước cho chủ thể được cấp phép. OGA chỉ cấp giấy phép cho tổ chức có năng lực kỹ thuật và tài chính phù hợp để đóng góp vào Chiến lược tối đa hóa thu hồi lợi ích của Anh (MER UK). Các loại giấy phép trong lĩnh vực dầu khí đang được cấp tại Anh gồm: giấy phép khai thác trên biển; giấy phép khai thác trên đất liền; giấy phép thăm dò đều được cấp bởi OGA và cần có sự đồng ý của OGA đối với việc bán, chuyển nhượng các loại giấy phép này.
Vương quốc Anh sử dụng hợp đồng tô nhượng (hợp đồng được ký với người nước ngoài/tổ chức nước ngoài, trong đó chính phủ nước sở tại cho người nước ngoài/tổ chức nước ngoài hưởng những quyền lợi đặc biệt trong lĩnh vực khai thác thượng nguồn). Thời hạn của giai đoạn thăm dò ban đầu là 4 năm và được chia thành 2 giai đoạn nhỏ (2+2), có thể gia hạn thêm 4 năm. Sau khi FDP được phê duyệt, thời hạn của hợp đồng có thể kéo dài tới 40 năm.

Từ kinh nghiệm quản lý nhà nước về dầu khí tại 4 quốc gia trên thế giới (Malaysia, Indonesia, Myanmar, Anh) cho thấy, dù được áp dụng theo mô hình khác nhau, song chủ yếu quy trình phê duyệt liên quan đến hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí được thực hiện ở cấp độ của cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí (thường là cơ quan chủ quản thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí).
Ngoại trừ Myanmar (với mô hình quản lý nhà nước “cồng kềnh”, thiếu linh hoạt, kém hiệu quả), 3 mô hình còn lại áp dụng ở Malaysia, Indonesia, Vương quốc Anh cho thấy sự phân định rõ vai trò, trách nhiệm trong quản lý, giám sát theo thẩm quyền, trong đó ở mỗi quốc gia vai trò của cơ quan quản lý về dầu khí được thể hiện rất rõ nét (MPM của Malaysia, MoEMR/SKK Migas của Indonesia, OGA của Anh).
Theo Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), xu hướng chuyển dịch năng lượng, giá dầu biến động, tài nguyên dầu khí ngày càng hạn chế (chủ yếu tập trung ở khu vực nước sâu xa bờ, cần vốn đầu tư lớn, rủi ro cao)… là các yếu tố chính khiến các quốc gia trên thế giới điều chỉnh mô hình quản lý nhà nước về dầu khí theo hướng linh hoạt, gia tăng các cơ chế ưu đãi nhằm thu hút đầu tư vào lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí, đặc biệt trong bối cảnh giá dầu biến động và dịch bệnh Covid-19 diễn biến phức tạp. Các cơ chế, chính sách theo hướng có lợi, đảm bảo hài hòa lợi ích của nhà đầu tư và nước chủ nhà trong các điều kiện mới cần được tăng cường xem xét, nghiên cứu áp dụng.

Quản lý nhà nước về dầu khí tại các quốc gia trên thế giới mặc dù được áp dụng theo các mô hình khác nhau, song chủ yếu quy trình phê duyệt liên quan đến hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí được thực hiện ở cấp độ của cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí (thường là cơ quan trực thuộc Thủ tướng Chính phủ hoặc Bộ chủ quản thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí).

Trong quản lý nhà nước về dầu khí, các quốc gia trên thế giới mặc dù áp dụng mô hình quản lý khác nhau, song đều xác định rõ vai trò quan trọng của cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí. Còn các cơ quan quản lý cấp cao của Chính phủ chỉ xem xét phê duyệt các quy trình có ảnh hưởng lớn đến quyền “sở hữu nhà nước đối với tài nguyên dầu khí” như phê duyệt dự thảo hợp đồng dầu khí, chuyển nhượng, chấm dứt hợp đồng dầu khí…
Trên cơ sở nghiên cứu, phân tích mô hình quản lý nhà nước của các quốc gia trong khu vực và trên thế giới, Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) cho biết quản lý nhà nước về dầu khí trên thế giới hiện nay được chia thành 4 mô hình chính.

Mô hình quản lý nhà nước về dầu khí trên thế giới. Nguồn: VPI

Mô hình thứ nhất, Chính phủ thực hiện chức năng hoạch định, ban hành chính sách về dầu khí. Luật dầu khí trao quyền cho công ty dầu khí quốc gia sở hữu về dầu khí. Mô hình này được áp dụng tại Malaysia, trong đó Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Malaysia (Petronas) thực hiện cả 3 vai trò: (i) hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí; (ii) quản lý nhà nước về dầu khí; (iii) đầu tư trực tiếp vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí tại Malaysia.
Mô hình thứ 2, Chính phủ hoạch định và ban hành chính sách về dầu khí đồng thời thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí. Công ty dầu khí quốc gia đóng vai trò độc lập, chỉ thực hiện chức năng của nhà đầu tư. Mô hình này được áp dụng điển hình tại: Na Uy, Indonesia, Algeria và Mexico…
Mô hình thứ 3, Chính phủ hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí đồng thời thực hiện vai trò quản lý nhà nước về dầu khí. Công ty dầu khí quốc gia vừa tham gia thực hiện vai trò quản lý nhà nước về dầu khí, vừa đóng vai trò nhà đầu tư/điều hành hoạt động dầu khí. Mô hình này được áp dụng tại Việt Nam, Myanmar, Iran…
Mô hình thứ 4, Chính phủ thành lập cơ quan quản lý về dầu khí để thực hiện hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí đồng thời thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí. Mô hình này được áp dụng tại các quốc gia có các công ty dầu khí quốc tế (IOCs) hàng đầu của thế giới như: Mỹ, Anh, Canada…
Tại Việt Nam, “quản lý nhà nước về hoạt động dầu khí” được quy định ngay từ khi Luật Dầu khí lần đầu tiên được ban hành (Luật Dầu khí 1993), trong đó khẳng định “Chính phủ thống nhất quản lý nhà nước về hoạt động dầu khí”. Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật dầu khí năm 2008 xác định vai trò, chức năng của các cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí, trong đó “Bộ Công Thương chịu trách nhiệm trước Chính phủ thực hiện quản lý nhà nước về hoạt động dầu khí”.
Theo quy định, Thủ tướng Chính phủ là cơ quan phê duyệt có tính pháp lý cao nhất đối với kết quả đấu thầu lô dầu khí và hợp đồng dầu khí; phương án hợp tác để triển khai hoạt động dầu khí tại các vùng chồng lấn với nước ngoài; kéo dài thời hạn tìm kiếm thăm dò hoặc thời hạn hợp đồng dầu khí; danh mục các lô dầu khí, phân định và điều chỉnh giới hạn các lô dầu khí…, báo cáo trữ lượng (RAR); kế hoạch phát triển mỏ/kế hoạch phát triển mỏ điều chỉnh (FDP/FDP điều chỉnh);
Bộ Công Thương có thẩm quyền phê duyệt kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí (ODP), kế hoạch khai thác sớm (EDP) tại các khu vực diện tích hợp đồng; phê duyệt kế hoạch, kiểm tra, xử lý vi phạm trong việc thu dọn các công trình cố định, thiết bị và phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí không còn sử dụng và việc phục hồi môi trường theo quy định của pháp luật…
Bộ, cơ quan ngang Bộ trong phạm vi quyền hạn của mình có trách nhiệm thực hiện quản lý nhà nước về hoạt động dầu khí theo quy định của pháp luật (ví dụ như: Bộ Tài chính quy định chi tiết thi hành các quy định liên quan đến thuế trong hoạt động dầu khí). UBND tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương trong phạm vi nhiệm vụ, quyền hạn của mình có trách nhiệm thực hiện quản lý nhà nước về hoạt động dầu khí tại địa phương theo quy định của pháp luật.
Công ty dầu khí quốc gia là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) ký kết hợp đồng dầu khí; quản lý và giám sát việc thực hiện của nhà thầu/người điều hành trong các hợp đồng/dự án thăm dò khai thác dầu khí ở trong nước thông qua việc phê duyệt chương trình công tác và ngân sách hàng năm, kế hoạch/chương trình thẩm lượng, xác lập diện tích phát triển, lịch trình khai thác…
Với các quy định hiện hành, hoạt động dầu khí tại Việt Nam đang có quá nhiều cơ quan cùng tham gia vào hoạch định chính sách và phê duyệt các quy trình liên quan (Thủ tướng Chính phủ, Cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí, Bộ/cơ quan ngang Bộ, Công ty dầu khí quốc gia, UBND tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương). Trong khi đó, cơ chế chính sách pháp luật về dầu khí hiện nay vẫn còn nhiều bất cập, các điều khoản hợp đồng dầu khí chưa đủ hấp dẫn, cạnh tranh so với các quốc gia trong khu vực, điều kiện tiềm năng dầu khí trong nước ngày càng hạn chế, gây khó khăn rất lớn trong việc thu hút đầu tư, đặc biệt là nước ngoài trong hoạt động tìm kiếm thăm dò, gia tăng trữ lượng.
Trong giai đoạn 2016 – 2020, PVN chỉ ký được 8 hợp đồng dầu khí mới, trong đó chỉ ký được 1 hợp đồng dầu khí duy nhất với công ty dầu khí nước ngoài là Murphy Oil.
Để thu hút đầu tư vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí, các nước trên thế giới có xu hướng đơn giản hóa các thủ tục nhất là khi tài nguyên dầu khí còn lại có điều kiện thăm dò, khai thác dầu khí ngày càng khó khăn, phức tạp (khu vực nước sâu xa bờ, rủi ro cao), xu hướng chuyển dịch năng lượng (từ năng lượng truyền thống sang các dạng năng lượng mới). Tại một số quốc gia, công ty dầu khí quốc gia cũng có sự điều chỉnh về vai trò để trở thành công ty dầu khí độc lập, thực hiện chức năng chính của nhà đầu tư và không tham gia vào hoạt động quản lý nhà nước về dầu khí.
Theo TS. Ngô Thường San – Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, Luật Dầu khí và các văn bản pháp quy dưới luật cần được rà soát, sửa đổi để phù hợp với hiện trạng kinh tế dầu khí thế giới, tiềm năng dầu khí trong nước, khuyến khích đầu tư nước ngoài tận khai thác các mỏ đang suy giảm, nâng cao hệ số thu hồi dầu, đầu tư phát triển các mỏ cận biên, các khu vực nước sâu, xa bờ.
Đồng quan điểm này, chuyên gia Đoàn Văn Thuần – Trung tâm Nghiên cứu Kinh tế và Quản lý Dầu khí, VPI đề xuất trong quá trình xem xét, sửa đổi/bổ sung Luật Dầu khí hiện nay, các cơ quan có thẩm quyền cần xem xét để có các thay đổi/điều chỉnh trong phân định về thẩm quyền phê duyệt của các cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí nhằm đơn giản hóa các thủ tục phù hợp với thông lệ dầu khí quốc tế.

Tác động kép của đại dịch COVID-19 và các vướng mắc pháp lý đã, đang và sẽ ảnh hưởng rất lớn đến hoạt động quản lý đầu tư xây dựng dự án. Nếu không được tháo gỡ sớm sẽ ảnh hưởng đến tiến độ cũng như hiệu quả đầu tư các dự án, đặc biệt là lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí.

Thử vỉa tại giếng CT-6X, mỏ Cá Tầm, bể Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam. Ảnh Phan Ngọc Trung

Hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí được triển khai trên cơ sở hợp đồng dầu khí và Luật Dầu khí, với trình tự gồm: Tìm kiếm thăm dò dầu khí; chuẩn bị phát triển mỏ dầu khí; phát triển mỏ dầu khí; khai thác dầu khí; thu dọn công trình dầu khí.
Trong đó, công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí là hoạt động rủi ro cao do chủ yếu được thực hiện ở khu vực nước sâu xa bờ (vài km dưới đáy biển), chi phí lớn, điều kiện thi công khó khăn. Trên thế giới, xác suất thành công của các giếng khoan thăm dò ngoài khơi trung bình chỉ khoảng 10 – 20%. Việc thu hồi chi phí đầu tư dự án tìm kiếm thăm dò dầu khí chỉ có thể thực hiện khi có phát hiện thương mại và có công bố/chấp thuận chuyển dự án dầu khí sang thực hiện phát triển khai thác. Rủi ro là thế, tuy nhiên chỉ có tìm kiếm thăm dò mới có thể gia tăng được trữ lượng, đây là cơ sở để có các bước tiếp theo là phát triển mỏ và khai thác dầu khí.
Theo các chuyên gia, nếu coi các dự án tìm kiếm thăm dò như các dự án đầu tư thông thường thì không thể thực hiện được vì thực tế ở giai đoạn tìm kiếm thăm dò chưa thể khẳng định hiệu quả dự án. Để có thể thực hiện dự án tìm kiếm thăm dò cần rà soát các quy định, phù hợp với chiến lược, kế hoạch, nhu cầu đầu tư hàng năm, không phụ thuộc quy mô dự án, có thể giao cho doanh nghiệp tự quyết định việc thực hiện đầu tư vào các dự án tìm kiếm thăm dò.
Nhằm tạo cơ sở pháp lý cho việc cải thiện hơn nữa môi trường đầu tư, kinh doanh (hoàn thiện thể chế), tại Nghị quyết số 17/2021/QH15 ngày 27/7/2021, Quốc hội Khóa XV (nhiệm kỳ 2021 – 2026) đã ban hành Chương trình xây dựng luật, pháp lệnh năm 2022, điều chỉnh chương trình xây dựng luật, pháp lệnh 2021. Trong đó, Quốc hội sẽ xem xét, cho ý kiến về Luật Dầu khí (sửa đổi) tại Kỳ họp thứ 3 (tháng 5/2022).
Các chuyên gia cho rằng Chính phủ và các cơ quan quản lý Nhà nước cần nghiên cứu, điều chỉnh ở các văn bản pháp lý liên quan như: Luật Dầu khí (do Bộ Công Thương tổng hợp, đánh giá, dự thảo, báo cáo Chính phủ để xem xét, trình Quốc hội thảo luận, thông qua), các nghị định của Chính phủ (hướng dẫn thi hành các Luật Dầu khí sau khi được Quốc hội thông qua và ban hành), các thông tư hướng dẫn thực hiện hoặc các quyết định của Thủ tướng Chính phủ cho những trường hợp đăc biệt (nội dung mà các văn bản luật, dưới luật không điều chỉnh hết).
Đối với Luật Dầu khí, Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) kiến nghị các cơ quan có thẩm quyền xem xét bổ sung quy định về hồ sơ, quy trình thẩm định và phê duyệt hợp đồng dầu khí. Đối với các dự án dầu khí có sự tham gia của nhà thầu là PVN và/hoặc doanh nghiệp có vốn góp của PVN ngay từ thời điểm Hợp đồng có hiệu lực, Hồ sơ đề nghị thẩm định cần bổ sung Báo cáo đánh giá hiệu quả đầu tư (đối với các dự án phát triển khai thác dầu khí) hoặc đánh giá mức độ rủi ro đầu tư tìm kiếm thăm dò dầu khí (đối với các dự án tìm kiếm thăm dò dầu khí) tương ứng với phần tham gia của PVN và/hoặc doanh nghiệp có vốn góp của PVN, đề xuất phương án vốn khi tham gia hợp đồng dầu khí.
Thay vì quy định trong các văn bản hướng dẫn, VPI đề xuất Luật Dầu khí cần bổ sung trình tự thẩm định, phê duyệt các báo cáo khi thực hiện các hoạt động dầu khí (Báo cáo đánh giá trữ lượng – RAR, Kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí – ODP, Kế hoạch phát triển mỏ dầu khí – FDP, Kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí – EDP và Kế hoạch thu dọn các công trình dầu khí), đồng thời bổ sung mới trình tư, thủ tục thẩm định và phê duyệt chương trình thăm dò dầu khí mở rộng, tận thăm dò để có cơ sở pháp lý triển khai các hoạt động dầu khí.
Kế hoạch phát triển mỏ đại cương do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt là cơ sở để các doanh nghiệp nhà nước và doanh nghiệp có vốn góp của doanh nghiệp nhà nước quyết định đầu tư dự án dầu khí và các nhà thầu thực hiện khai thác dầu khí. VPI kiến nghị việc thực hiện các thủ tục sửa đổi, bổ sung kế hoạch phát triển mỏ dầu khí trong các trường hợp: chi phí thực tế của dự án dự kiến vượt tổng mức đầu tư đã được phê duyệt trong kế hoạch phát triển mỏ từ 15% trở lên; hoặc bổ sung các hạng mục công trình dầu khí cơ bản: giàn khai thác, tàu chứa dầu (FSO/FPSO) so với kế hoạch phát triển mỏ đã được phê duyệt.
Đồng thời, VPI cũng kiến nghị bổ sung đối với Luật Dầu khí và văn bản dưới luật, bổ sung quy định về trình tự, thủ tục trong việc xây dựng các công trình khí (đường ống, trạm xử lý khí) trên bờ thuộc các dự án thăm dò khai thác theo PSC mở rộng và bổ sung quy định trong lập, thẩm định Báo cáo FDP tổng thể tương ứng (phù hợp, thống nhất với các quy định liên quan trong Luật Xây dựng).

Các quy định pháp lý hiện nay đang tồn tại các vướng mắc lớn về trình tự, thủ tục đầu tư của doanh nghiệp Nhà nước khi tham gia đầu tư vào lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí, thủ tục phê duyệt thiết kế và cấp phép xây dựng đối với các công trình khí trên bờ theo PSC mở rộng…

“Trống” từ trình tự, thủ tục đầu tư
Là doanh nghiệp Nhà nước, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đang gặp khó khăn rất lớn trong quá trình triển khai các dự án liên quan đến trình tự, thủ tục đầu tư giữa Luật Dầu khí, Luật Đầu tư, Luật Quản lý, sử dụng vốn Nhà nước đầu tư vào sản xuất, kinh doanh tại doanh nghiệp. Phạm vi điều chỉnh của Luật Đầu tư số 61/2020/QH14 không bao gồm quy định về đầu tư đối với dự án dầu khí trong nước. Trong khi đó, Luật Quản lý, sử dụng vốn Nhà nước đầu tư vào sản xuất, kinh doanh tại doanh nghiệp (số 69/2014/QH13) quy định doanh nghiệp phải có quyết định đầu tư (hoặc quyết định tương đương) khi xem xét việc sử dụng vốn để đầu tư vào dự án.
Theo Luật Dầu khí và Nghị định số 95/2015/NĐ-CP: Khi có các lô/khu vực được chào thầu đầu tư thăm dò khai thác dầu khí thì PVN/đơn vị với vai trò nhà thầu sẽ độc lập hoặc cùng các nhà thầu khác (chủ yếu nước ngoài) lập hồ sơ, tham gia đấu thầu. Sau đó, PVN với vai trò là đại diện nước chủ nhà sẽ tổ chức đấu thầu, đàm phán Hợp đồng dầu khí với tổ hợp nhà thầu trúng thầu và trình kết quả đàm phán kèm dự thảo Hợp đồng dầu khí cho Bộ Công Thương để thẩm định; sau khi thẩm định, Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ xem xét phê duyệt dự thảo Hợp đồng dầu khí; sau khi đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt dự thảo Hợp đồng dầu khí thì Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) sẽ ký Hợp đồng dầu khí và Bộ Công Thương cấp Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư cho dự án.
Trước đây theo Luật Đầu tư số 67/2014/QH13, các dự án thăm dò khai thác dầu khí là đối tượng thuộc thẩm quyền quyết định chủ trương đầu tư của Thủ tướng Chính phủ. Cơ quan đăng ký đầu tư là Sở Kế hoạch và Đầu tư (nơi nhà đầu tư dự kiến đặt trụ sở chính cho dự án) thực hiện tiếp nhận hồ sơ từ PVN/nhà thầu, lấy ý kiến của Ủy ban Nhân dân tỉnh sở tại và trình Bộ Kế hoạch và Đầu tư để thẩm định; sau khi thẩm định, Bộ Kế hoạch và Đầu tư sẽ trình Thủ tướng Chính phủ xem xét quyết định chủ trương đầu tư; sau khi được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, Sở Kế hoạch và Đầu tư cấp Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư cho dự án.
Như vậy, với các dự án thăm dò khai thác dầu khí trong đó có PVN/đơn vị thuộc PVN tham gia đầu tư thì PVN/đơn vị phải 2 lần làm thủ tục để Thủ tướng Chính phủ 2 lần quyết định chủ trương đầu tư và phê duyệt dự án, trong khi thời gian tối thiểu để thực hiện các thủ tục liên quan mỗi quy trình đang được quy định là 45 ngày.
Mặc dù bất cập này đã được điều chỉnh từ khi Luật Đầu tư số 61/2020/QH14 có hiệu lực (1/1/2021), theo đó, dự án thăm dò khai thác dầu khí không thuộc đối tượng phải được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận chủ trương đầu tư Luật Đầu tư (Điều 31). Đồng thời, Khoản 2, Điều 4 Luật Đầu tư số 61/2020/QH14 quy định quy trình thủ tục đầu tư các dự án thăm dò khai thác dầu khí áp dụng theo quy định tại Luật chuyên ngành (tức là Luật Dầu khí), tuy nhiên, Luật Dầu khí hiện nay chưa có quy định về nội dung này. Đây là khoảng trống pháp lý đối với các doanh nghiệp nhà nước (PVN/đơn vị thuộc PVN) khi muốn tham gia đầu tư vào các dự án thăm dò khai thác dầu khí.
Ngoài ra, xét ở góc độ quản lý vốn Nhà nước, việc PVN/đơn vị tham gia đầu tư/góp vốn (cùng với các nhà thầu dầu khí) vào triển khai các Hợp đồng dầu khí (bất kỳ bắt đầu ở giai đoạn nào) đều được xem là các dự án đầu tư vào thăm dò khai thác, theo đó phải được sự thông qua của chủ sở hữu vốn. Trường hợp PVN/đơn vị tham gia ngay từ khi bắt đầu Hợp đồng dầu khí (từ giai đoạn tìm kiếm thăm dò), nếu thăm dò thành công (có phát hiện dầu khí thương mại) dự án sẽ chuyển tiếp sang giai đoạn phát triển (thông qua việc điều chỉnh dự án) nhưng nếu thăm dò không thành công (rủi ro, phải dừng dự án) thì chủ đầu tư phải gánh chịu hoàn toàn chi phí rủi ro của dự án.
Việc xử lý, hạch toán để kết thúc loại dự án này thời gian qua đã/đang là vấn đề rất nan giải về thủ tục (kéo dài, không rõ hướng xử lý) vì đang được hiểu là dự án bị mất vốn. Nghị định số 36/2021/NĐ-CP về Quy chế quản lý tài chính của Công ty mẹ – PVN về chủ trương đã tháo gỡ được nguồn và cơ chế hạch toán cho các dự án tìm kiếm thăm dò rủi ro (được chuyển toàn bộ chi phí rủi ro vào chi chí thường xuyên của Công ty mẹ), tuy nhiên về thủ tục ban đầu để PVN/đơn vị góp vốn thực hiện các Hợp đồng dầu khí từ giai đoạn đầu tìm kiếm thăm dò thì vẫn đang như dự án thông thường (lập Hồ sơ dự án, trình Chủ sở hữu thông qua, phê duyệt đầu tư…).

“Gian nan” khi điều chỉnh, mở rộng dự án
Điều chỉnh dự án đầu tư thường được thực hiện khi có sự thay đổi về mục tiêu, quy mô dự án, tăng hoặc giảm vốn, thay đổi địa điểm, thời gian thực hiện hay nhà đầu tư… Với các quy định hiện hành, việc điều chỉnh các dự án dầu khí vẫn đang gặp rất nhiều khó khăn.
Đối với dự án thăm dò khai thác theo Hợp đồng dầu khí (gồm tổ hợp các nhà thầu) thì phải thực hiện thủ tục để điều chỉnh Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư hoặc điều chỉnh đầu tư khi: Tăng/giảm trên 10% tổng mức đầu tư được phê duyệt theo FDP/FDP điều chỉnh gần nhất hoặc thay đổi thời hạn thực hiện dự án (thay đổi thời hạn Hợp đồng dầu khí theo quy định tại Điều 29, Điều 30 Nghị định số 95/2015/NĐ-CP) hoặc thay đổi nhà đầu tư. Việc thay đổi này tương ứng trong các trường hợp: gia hạn thời gian thăm dò (do thay đổi thời gian), chuyển giai đoạn (phase) từ thăm dò sang thẩm lượng hoặc phát triển (do thay đổi lớn về quy mô đầu tư), chuyển nhượng hoặc nhận quyền tham gia (do thay đổi nhà đầu tư và quy mô đầu tư), đầu tư để thực hiện kế hoạch phát triển mỏ hoặc đầu tư bổ sung để thăm dò mở rộng/tận thăm dò.. . Theo quy định tại Luật Dầu khí (Điều 24, 25) và Nghị định số 95/2015/NĐ-CP (Điều 24, 29, 30) thì các nhà thầu phải thực hiện đầy đủ các thủ tục liên quan để được Bộ Công Thương hoặc Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Tuy nhiên, với dự án thăm dò khai thác có PVN/đơn vị của PVN tham gia, trong trường hợp dự án điều chỉnh có quy mô vốn vượt quá dự án nhóm B theo quy định của Luật đầu tư công, để được điều chỉnh dự án (điều chỉnh vốn góp) thì PVN/đơn vị của PVN phải được Chủ sở hữu phê duyệt (theo Quy định tại Luật số 69/2014/QH13), trong khi đó Luật Đầu tư số 61/2020/QH14 không quy định về thủ tục điều chỉnh các dự án thăm dò khai thác dầu khí và Luật Dầu khí hiện cũng chưa có quy định này.
Trong trường hợp các dự án thăm dò khai thác có khai thác khí và mở rộng thêm khâu vận chuyển khí về bờ và đến hộ tiêu thụ cuối cùng (trường hợp PSC mở rộng) thì việc xây dựng các công trình trên biển chịu sự điều chỉnh của Luật Dầu khí, còn việc xây dựng các công trình bổ sung trên bờ sẽ chịu sự điều chỉnh bởi Luật Xây dựng.
Các quy định pháp lý hiện hành chưa có quy định nào liên quan đến trường hợp này, theo đó các nhà thầu dầu khí/chủ đầu tư cũng như các cơ quan nhà nước có thẩm quyền về quản lý đầu tư xây dựng đều lúng túng về hướng xử lý các thủ tục liên quan cần thiết (thẩm định các bước thiết kế, cấp giấy phép xây dựng các công trình trên bờ cũng như tính liên kết của đầu tư xây dựng các công trình trên bờ với FDP của dự án thăm dò khai thác theo Hợp đồng dầu khí đã ký).
Việc “lúng túng” về quy trình, thủ tục cho công trình trên bờ sẽ kéo theo sự chậm trễ về tiến độ cho dự án thăm dò khai thác, trong khi dự án này vốn đã rất khó khăn và mất nhiều thời gian cho việc xác định mô hình tiêu thụ khí cũng như đàm phán các thỏa thuận mua bán khí.
Trên thực tế, hoạt động tìm kiếm thăm dò trên thế giới được coi là hoạt động đầu tư rủi ro, không thể đánh giá và khẳng định hiệu quả đầu tư “có lợi nhuận” ở thời điểm đề xuất thực hiện công tác tìm kiếm thăm dò và thẩm lượng. Hoạt động này chỉ có thể có hiệu quả đầu tư (có lợi nhuận) khi có phát hiện dầu khí có giá trị thương mại. Trong trường hợp phát hiện không có giá trị thương mại dẫn đến không có công bố thương mại thì trong trường hợp này toàn bộ chi phí phát sinh trong quá trình tìm kiếm thăm dò và thẩm lượng của hợp đồng dầu khí trở thành chi phí rủi ro và được xóa sổ (write-off) theo thông lệ quốc tế.
Theo Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), để triển khai hoạt động dầu khí theo thông lệ quốc tế và tuân thủ các quy định pháp lý, cần nhanh chóng sửa đổi, bổ sung các quy định hiện hành để thống nhất và đầy đủ về trình tự, thủ tục thực hiện đầu tư các dự án dầu khí, đặc biệt là lĩnh vực tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí có tính đặc thù và tiềm ẩn nhiều rủi ro.

Nhân dịp kỷ niệm 46 năm Ngày thành lập Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam (nay là Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam), thay mặt Đảng ủy, lãnh đạo Tập đoàn, đồng chí Hoàng Quốc Vượng – Bí thư Đảng ủy, Chủ tịch Hội đồng Thành viên gửi Thư chúc mừng các thế hệ cán bộ, công nhân viên, người lao động Dầu khí. Xin trân trọng giới thiệu toàn văn bức thư:

Kính gửi: Các thế hệ cán bộ, công nhân viên, người lao động Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam

Năm nay chúng ta kỷ niệm ngày thành lập Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam (nay là Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam), trong bối cảnh cả nước căng mình phòng chống đại dịch Covid-19. Nhìn lại lịch sử 46 năm xây dựng và phát triển cho thấy, các thế hệ người lao động Dầu khí luôn vững vàng vượt qua muôn vàn thử thách, khó khăn và sóng gió để ngành Dầu khí có được những bước phát triển mạnh mẽ như ngày hôm nay. Sức mạnh đó có được nhờ sự đúc kết từ truyền thống và tinh hoa văn hóa của những người đi tìm lửa.

Ôn lại kỷ niệm để chúng ta thêm trân trọng quá khứ. Trong điều kiện hiện nay, cách tri ân tốt nhất với lớp người đi trước là kế thừa, phát huy truyền thống và văn hóa Dầu khí, hành động với phương châm “Đoàn kết – Kỷ cương – Sáng tạo – Hiệu quả”, không ngừng bồi đắp khát vọng, bản lĩnh, trí tuệ, giữ lửa nhiệt huyết trong tim, làm tròn trách nhiệm tìm dầu, phát triển chuỗi giá trị năng lượng để làm giàu cho Tổ quốc.

Ngay lúc này, cán bộ, đảng viên, người lao động Dầu khí cũng có thể tự tin, tự hào báo cáo với Đảng, Nhà nước, với nhân dân và các thế hệ tiền bối ngành Dầu khí, rằng chúng ta đã kiên định vững vàng trước thách thức của đại dịch Covid-19 và biến động thị trường. Trên tất cả các giàn khoan, dự án, công trường, cơ sở hoạt động dầu khí, cán bộ, người lao động dầu khí chủ động tiên phong thực hiện chiến lược vắc xin + 5K, cùng nhiều biện pháp sáng tạo, quyết liệt duy trì trạng thái hoạt động bình thường, an toàn, ổn định; không để đứt gãy chuỗi sản xuất, đảm bảo cung ứng các mặt hàng chiến lược, góp phần bình ổn thị trường; chủ động giữ vững an ninh năng lượng, an ninh lương thực, đóng góp cao cho ngân sách Nhà nước và góp phần giữ gìn an ninh quốc gia trên biển.

Nhân dịp này tôi đề nghị các cấp ủy, đơn vị, đoàn thể trong toàn Tập đoàn cùng với duy trì hoạt động sản xuất kinh doanh ổn định, an toàn, hiệu quả; cần làm tốt công tác tư tưởng, chăm lo cho người lao động, quan tâm tới lực lượng hưu trí, để chúng ta cùng vượt qua và chiến thắng dịch bệnh Covid- 19.

Kỷ niệm 46 năm Ngày thành lập Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam (03/9/1975 – 03/9/2021), thay mặt Đảng ủy, lãnh đạo Tập đoàn tôi xin gửi tới toàn thể các đồng chí, đồng nghiệp và gia đình lời thăm hỏi chân tình, lời chúc sức khỏe, bình an, thành công và hạnh phúc; chúc Tập đoàn của chúng ta luôn phát triển bền vững!

 

Với đặc thù có vốn đầu tư lớn, rủi ro lại cao cũng như không chỉ chịu sự chi phối của luật pháp Việt Nam mà còn phải tuân theo các thông lệ quốc tế, việc triển khai đầu tư các dự án dầu khí, trong đó có các dự án ở lĩnh vực thượng nguồn như thăm dò khai thác dầu khí đang gặp rất nhiều khó khăn. Và khó khăn này lại càng lớn hơn khi bản thân các dự án dầu khí đang bị “trói buộc” bởi hệ thống văn bản pháp luật chồng chéo, không còn phù hợp trong môi trường đầu tư có nhiều thay đổi để ngành Dầu khí có thể đóng góp hiệu quả cho nền kinh tế.

Với đặc điểm khác biệt so với các dự án đầu tư thông thường, các dự án dầu khí, thường có quy mô đầu tư lớn, được xếp vào nhóm các dự án quan trọng quốc gia, công nghệ cao và đi kèm với các rủi ro không hề nhỏ trong triển khai, đặc biệt là các rủi ro về địa chất đối với các dự án thăm dò khai thác dầu khí.

Trong khi đó, việc triển khai dự án dầu khí lại đang chịu sự chi phối lớn nhất của Luật Dầu khí – văn bản pháp luật đã không còn phù hợp trong bối cảnh có nhiều thay đổi. Hơn thế nữa, việc triển khai này càng gặp khó khăn lớn hơn khi chịu thêm sự chi phối chồng chéo của nhiều luật khác như Luật Đầu tư, Luật Đầu tư công, Luật Xây dựng, Luật Đấu thầu, Luật Quản lý sử dụng vốn Nhà nước đầu tư vào sản xuất, kinh doanh tại doanh nghiệp và các văn bản dưới luật khác…

Theo ông Nguyễn Văn Phúc – Nguyên Phó Chủ nhiệm Ủy ban Kinh tế Quốc hội, trong bối cảnh có nhiều thay đổi, hành lang pháp lý cho hoạt động của ngành Dầu khí, đặc biệt là Luật Dầu khí đã không còn phù hợp để ngành Dầu khí phát triển mạnh mẽ và đóng góp hiệu quả cho nền kinh tế.

Làm rõ hơn về bất cập này, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) Lê Mạnh Hùng cho biết, hoạt động thăm dò khai thác dầu khí đang phải đối mặt với khó khăn về điều kiện kỹ thuật, địa chất, tình hình triển khai thực địa. Đặc biệt, cơ chế chính sách pháp luật về dầu khí không còn phù hợp với tình hình mới, ảnh hưởng không nhỏ tới lĩnh vực cốt lõi này.

Cụ thể, Luật Dầu khí và các điều khoản Hợp đồng dầu khí hiện hành còn tồn tại bất cập và kém hấp dẫn so với các nước trong khu vực, không phù hợp tiềm năng trữ lượng dầu khí hiện nay nên không thu hút được nhà đầu tư nước ngoài.

Trên thực tế, Luật Dầu khí được ban hành năm 1993, sau đó được sửa đổi, bổ sung một số điều vào các năm 2000 và 2008. Trong bối cảnh giá dầu thô thế giới biến động, xu hướng chuyển dịch năng lượng (từ năng lượng truyền thống sang các dạng năng lượng mới) và điều kiện thăm dò khai thác dầu khí của Việt Nam, các cơ chế trong Luật Dầu khí không đủ khuyến khích các nhà đầu tư phát triển các mỏ nhỏ/mỏ cận biên, hay áp dụng các giải pháp để tận thăm dò, nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR).

Minh chứng rõ nét nhất là Luật Dầu khí dù đã thể hiện khá đầy đủ các giai đoạn, bước thực hiện đối với dự án thăm dò khai thác dầu khí/Hợp đồng dầu khí nhưng lại chưa chỉ rõ các thủ tục đầu tư đầy đủ khi một doanh nghiệp nhà nước (PVN/đơn vị thuộc PVN) có tham gia đầu tư vào dự án dầu khí (trong khi Luật Đầu tư cũng không quy định).

Chính sự chồng chéo, thiếu quy định này đã khiến cho việc triển khai các dự án thăm dò khai thác dầu khí đang gặp nhiều khó khăn và khiến nhiều doanh nghiệp nước ngoài “nản chí” khi có ý định đầu tư vào các dự án loại này, nhất là khi điều kiện khai thác hiện nay chủ yếu là mỏ nhỏ, ở vùng nước sâu, xa bờ đòi hỏi chi phí lớn.

Trên thực tế, việc thu hút đầu tư nước ngoài vào Việt Nam trong lĩnh vực thăm dò khai thác những năm gần đây gần như “giẫm chân tại chỗ”. Trong giai đoạn 2016 – 2020, PVN chỉ ký được 8 hợp đồng dầu khí mới, chưa bằng 1/3 so với giai đoạn 2010 – 2015 (27 hợp đồng dầu khí mới).

Số lượng hợp đồng dầu khí ký mới trong giai đoạn 2010 – 2020

Bên cạnh đó, các văn bản pháp luật này chỉ điều chỉnh hoạt động đầu tư của các bên với vai trò là các nhà thầu dầu khí nói chung (quan hệ giữa nhà đầu tư với nước chủ nhà/Chính phủ Việt Nam), còn với vai trò là nhà đầu tư vào thăm dò khai thác dầu khí có sử dụng vốn Nhà nước tại doanh nghiệp thì vẫn phải tuân thủ các luật chung liên quan đến quản lý, sử dụng vốn nhà nước đầu tư.

Thực tế là các dự án thăm dò khai thác dầu khí trong nước được thực hiện bởi tổ hợp các nhà thầu dầu khí quốc tế và/hoặc nhà đầu tư trong nước cùng góp vốn đầu tư để triển khai công tác thăm dò khai thác dầu khí tại 1 khu vực/lô/cụm lô nào đó tại thềm lục địa Việt Nam với điều kiện phải tuân thủ các cam kết về quyền và nghĩa vụ trong Hợp đồng dầu khí (thường là Hợp đồng chia sản phẩm – PSC) được ký kết giữa Chính phủ Việt Nam (đại diện là PVN) và tổ hợp các nhà thầu, đồng thời tuân thủ các quy định liên quan trong Luật Dầu khí cũng như văn bản dưới Luật Dầu khí.

Theo đó, nếu kết quả thăm dò – thẩm lượng xác định được mỏ dầu khí thương mại, các nhà thầu sẽ tiến hành hoạt động khai thác và bán dầu thô hoặc khí ngay tại miệng giếng, theo đó các hoạt động này chỉ tuân thủ quy định trong PSC và Luật Dầu khí.

Tuy nhiên, trong trường hợp các lô/khu vực hợp đồng có khai thác khí và các nhà thầu thực hiện bán khí đến tận hộ tiêu thụ trên bờ (trường hợp này được xem là PSC mở rộng), các nhà thầu sẽ cần đầu tư bổ sung các công trình đường ống để dẫn khí về bờ và các trạm xử lý, tiếp nhận, vận chuyển khí đến các hộ tiêu thụ. Trong khi đó, hoạt động xây dựng các công trình trên bờ hiện nay đang điều chỉnh bởi Luật Xây dựng và các văn bản dưới Luật Xây dựng.

Cùng với đó, Luật Quản lý sử dụng vốn Nhà nước đầu tư vào sản xuất, kinh doanh tại doanh nghiệp (Luật 69/2014/QH13 ngày 26/11/2014) quy định đối với các dự án nhóm A cần phải có chấp thuận của đại diện chủ sở hữu trước khi chủ đầu tư quyết định đầu tư.

Với đặc thù của ngành dầu khí (Nhà nước vừa quản lý đầu tư, vừa quản lý tài nguyên), Luật Dầu khí quy định rất chặt chẽ các bước thực hiện dự án thăm dò khai thác dầu khí, toàn bộ các thay đổi của Hợp đồng dầu khí cần được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, các bước đầu tư dự án thăm dò khai thác dầu khí (ODP, EDP, FDP) khi thẩm định đều có sự tham gia của đại diện các Bộ ngành và Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại doanh nghiệp (đại diện chủ sở hữu của PVN).

Vì vậy, việc yêu cầu phải trình và đạt được chấp thuận của đại diện chủ sở hữu trước khi quyết định đầu tư theo Luật 69/2014/QH13 sẽ dẫn đến doanh nghiệp sử dụng vốn có nguồn gốc vốn Nhà nước (như PVEP) phải trình phê duyệt dự án theo 2 quy trình thủ tục khác nhau làm kéo dài thời gian phê duyệt và nhiều khi không khả thi vì tiến độ và nội dung phê duyệt theo 2 quy trình không giống nhau. Đây chính là khó khăn khiến việc triển khai đầu tư các dự án thăm dò khai thác đang bị chậm chễ.

Theo kết quả nghiên cứu của Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), không chỉ có các dự án thượng nguồn gặp khó khăn, việc triển khai các dự án dầu khí ở lĩnh vực trung nguồn và hạ nguồn như chế biến khí, điện khí cũng gặp “trắc trở” bởi sự chồng chéo về văn bản quy phạm pháp luật và một loạt thông tư hướng dẫn của các bộ, liên bộ, ngành liên quan cũng như các tiêu chuẩn, quy chuẩn, định mức kinh tế kỹ thuật từ khâu phê duyệt chủ trương đầu tư, lập và thẩm định dự án đầu tư, cấp giấy chứng nhận đăng ký đầu tư cho đến quản lý quá trình triển khai xây dựng và kết thúc đưa dự án vào vận hành khai thác.

Ví dụ rất rõ có thể thấy là trong việc triển khai các dự án đường ống dẫn khí từ mỏ/miệng giếng khai thác ngoài khơi về bờ và đến các hộ tiêu thụ (nhà máy điện, nhà máy đạm…).

Thực tế là việc triển khai các dự án này đòi hỏi tính đồng bộ trong công tác đầu tư giữa hoạt động khai thác, vận chuyển và sử dụng khí (hay nói cách khác tiến độ đầu tư, vận hành dự án đường ống dẫn khí cần đảm bảo đồng bộ với tiến độ khai thác khí tại mỏ và tiến độ đầu tư, vận hành các nhà máy nhiệt điện khí, nhà máy đạm sử dụng khí làm nguyên liệu đầu vào).

Với các dự án này, có nhiều chủ thể cùng liên quan trong chuỗi hoạt động khí, bao gồm: chủ mỏ (đơn vị/nhà thầu khai thác khí); đơn vị kinh doanh khí (mua khí từ chủ mỏ và bán cho các hộ tiêu thụ); đơn vị vận chuyển và xử lý khí (thực hiện dịch vụ vận chuyển, xử lý khí từ mỏ đến các hộ tiêu thụ) và các hộ tiêu thụ khí (các nhà máy nhiệt điện khí là hộ tiêu thụ chính). Trong đó, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) có nhiều vai trò khác nhau: Mua khí từ mỏ, tham gia đầu tư đường ống, bán khí cho các hộ tiêu thụ khí. Ngoài ra, giá khí mua của chủ mỏ tại điểm giao nhận từ mỏ (giá khí miệng giếng), giá khí bán cho các hộ tiêu thụ điện/đạm và giá điện bán cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đều do Chính phủ quyết định.

Bên cạnh đó, có một số nguồn khí do điều kiện khai thác/sử dụng đặc thù nên được áp dụng cơ chế chuyển ngang (pass through) giá mua khí sang giá điện (ví dụ như khí khu vực PM3-CAA; Cụm mỏ Lô B, 48/95, 52/97). Điều này cho thấy, quan hệ lợi ích hài hòa giữa các bên liên quan trong chuỗi hoạt động khí mới có thể đảm bảo được sự đồng bộ trong chuỗi dự án, điều này luôn là thách thức trong thực tiễn triển khai.

Đáng chú ý, các dự án chế biến dầu khí, các dự án nhà máy nhiệt điện (khí, than) thường có quy mô đầu tư rất lớn (đến 2 tỷ USD tương đương hơn 40.000 tỷ đồng trở lên) và thời gian xây dựng dài, dẫn đến việc huy động vốn rất phức tạp, phải huy động vốn từ các nguồn tài chính nước ngoài và cần có bảo lãnh/hỗ trợ của Chính phủ/Bộ Tài chính. Ngoài ra còn chịu nhiều tác động từ các quy định về an toàn, môi trường, chất lượng sản phẩm buộc chủ đầu tư phải đầu tư nâng cấp làm ảnh đáng kể đến hiệu quả của nhà máy.

Ngoài ra, có dự án bắt buộc phải sử dụng công nghệ bản quyền, nghĩa là mua/thuê bản quyền công nghệ (bao gồm thiết kế công nghệ, sở hữu trí tuệ, hỗ trợ kỹ thuật, thiết bị độc quyền, hóa chất xúc tác…) từ các tổ chức nước ngoài để phù hợp với yêu cầu chế biến của từng nhà máy/dự án, đảm bảo tương thích với nguồn nguyên liệu dầu thô đầu vào và cơ cấu sản phẩm đầu ra. Do đó, khi triển khai đầu tư (như khâu thiết kế, lựa chọn nhà thầu EPC) thường phải tuân thủ theo thông lệ quốc tế.

Với các bất cập này, nhiều chuyên gia cho rằng việc sớm rà soát, sửa đổi các văn bản pháp lý không còn phù hợp và chồng chéo trong bối cảnh mới sẽ là “liều thuốc” quan trọng để các dự án dầu khí có thể triển khai thuận lợi, đồng thời tạo sự yên tâm tin tưởng cho các nhà đầu tư nước ngoài “rót vốn” vào lĩnh vực thăm dò và khai thác dầu khí./.

 

Với Đề tài Nghị định thư “Nghiên cứu chế tạo xúc tác cracking công nghiệp trên cơ sở zeolite Y và zeolite ZSM-5 đa mao quản”, TS. Vũ Xuân Hoàn (Viện Dầu khí Việt Nam) và nhóm nghiên cứu đã bước đầu giải được bài toán giúp Nhà máy Lọc dầu Dung Quất vừa xử lý được nguyên liệu dầu thô đầu vào chất lượng thấp nhưng vẫn có sản phẩm đầu ra đạt chất lượng cao và gia tăng lợi nhuận.

Ảnh SEM của mẫu xúc tác cracking đa mao quản (DMQ-A) do VPI hợp tác nghiên cứu. Ảnh: VPI

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất được xây dựng và đưa vào vận hành thương mại từ năm 2009, được thiết kế để sử dụng nguồn nguyên liệu đầu vào là dầu thô Bạch Hổ. Tuy nhiên, sản lượng khai thác của mỏ Bạch Hổ ngày càng sụt giảm khiến Nhà máy Lọc dầu Dung Quất phải phối trộn dầu thô Bạch Hổ với các loại dầu chất lượng kém hơn, dẫn đến nguyên liệu cặn nặng (residue) cho Phân xưởng cracking xúc tác tầng sôi (RFCC) có xu hướng ngày càng xấu (cặn nặng hơn, khó cracking hơn, hàm lượng tạp chất kim loại cao hơn), khiến chất xúc tác nhanh mất hoạt tính.
Do chất lượng nguyên liệu đầu vào giảm, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất cần sử dụng khối lượng xúc tác tăng gấp 2 – 3 lần so với khi chế biến dầu thô Bạch Hổ. Hiện nay, lượng xúc tác FCC thải của nhà máy vào khoảng 18 – 20 tấn/ngày và biện pháp xử lý chủ yếu là chôn lấp, không chỉ ảnh hưởng đến hiệu quả kinh tế mà còn tiềm ẩn nguy cơ ảnh hưởng đến môi trường.
Thực tế này đặt ra nhiệm vụ cho Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) là phát triển thế hệ xúc tác cracking mới dựa trên zeolite đa mao quản để chế biến hiệu quả nguồn nguyên liệu chất lượng xấu của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất với mục tiêu tăng hiệu suất propylene (do biên lợi nhuận hóa dầu cao hơn so với lọc dầu) và tăng trị số octane của xăng.
Nhờ được tuyển chọn tham gia vào Chương trình quan hệ đối tác quốc tế về đổi mới bền vững (CLIENT II) với CHLB Đức và Đề tài Nghị định thư “Nghiên cứu chế tạo xúc tác cracking công nghiệp trên cơ sở zeolite Y và zeolite ZSM-5 đa mao quản” hợp tác giữa Đức và Việt Nam, nhóm nghiên cứu của TS. Vũ Xuân Hoàn đã có cơ hội hợp tác với Công ty CP Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR, đơn vị quản lý và vận hành Nhà máy Lọc dầu Dung Quất), Trường Đại học Khoa học Tự nhiên – Đại học Quốc gia Hà Nội, Đại học Công nghệ Dresden (Technische Universität Dresden) và Công ty AIOTEC GmbH (Đức).
Trên cơ sở nghiên cứu, phân tích các phương pháp chế tạo zeolite Y và zeolite ZSM-5 đa mao quản, phương pháp biến tính nâng cao độ bền thủy nhiệt, độ bền hoạt tính, công nghệ sấy phun để tạo hạt vi cầu cho xúc tác công nghiệp FCC, nhóm nghiên cứu của TS. Vũ Xuân Hoàn đã hợp tác với đối tác Đức xây dựng quy trình chế tạo xúc tác cracking công nghiệp từ zeolite Y và zeolite ZSM-5 đa mao quản quy mô phòng thí nghiệm. Trọng tâm nghiên cứu là xây dựng quy trình tổng hợp NaY từ nguồn hóa chất công nghiệp, quy biến tính zeolite Y và zeolite ZSM-5 thành zeolite Y và zeolite ZSM-5 đa mao quản, nâng cao độ bền thủy nhiệt và độ bền hoạt tính cho zeolite đa mao quản; xây dựng quy trình sấy phun để tạo hạt xúc tác cracking công nghiệp phù hợp cho thiết bị cracking tầng sôi và đánh giá hiệu quả của xúc tác chế tạo so với xúc tác thương mại.
Nhóm nghiên cứu xác định điểm mấu chốt của nghiên cứu là mở rộng mao quản của zeolite, thành phần quan trọng nhất của xúc tác FCC, chiếm khoảng từ 10 – 50% khối lượng xúc tác, quyết định khả năng cracking của xúc tác cũng như hiệu suất sản phẩm xăng và khí. Nhóm nghiên cứu tiến hành nghiên cứu tổng hợp zeolite tiêu chuẩn, sau đó áp dụng thêm quá trình biến tính để tách chọn lọc một phần silic và nhôm khỏi khung mạng nhằm tạo ra các kênh mao quản trung bình bên trong tinh thể zeolite, từ đó giúp cải thiện tốc độ khuếch tán cũng như tăng khả năng tiếp cận các tâm hoạt tính nằm sâu bên trong các vi mao quản.
Zeolite NaY có thể dễ dàng chế tạo từ muối nhôm, song do nguyên liệu này Việt Nam chưa có sản phẩm thương mại, nên nhóm nghiên cứu quyết định bắt đầu với hydroxide nhôm, loại nguyên liệu sẵn có trong nước nhưng thô hơn, khó chế tạo hơn và gần như rất ít nghiên cứu. Nhóm nghiên cứu của TS. Vũ Xuân Hoàn đã xây dựng thành công “Quy trình chế tạo zeolite NaY từ nguồn thủy tinh lỏng và hydroxide nhôm tại Việt Nam bằng phương pháp tạo mầm tinh thể”, có đơn đăng ký sáng chế được Cục Sở hữu Trí tuệ chấp nhận ở trong nước, đồng thời cũng đang trong quá trình đăng ký bảo hộ sáng chế ở CHLB Đức.
Sau khi đã chế tạo được zeolite Y và zeolite ZSM-5 đa mao quản, nhóm nghiên cứu đối mặt với thách thức là kích thước hạt xúc tác chưa đạt tối ưu (40 – 80 µm với tỷ lệ khoảng 60%). Với thiết bị sấy phun quy mô phòng thí nghiệm, bước tạo hạt xúc tác cracking này là thách thức đối với cả các nhà nghiên cứu Đức và Việt Nam. Xúc tác cracking công nghiệp đòi hỏi rất nhiều thông số về vật lý, hóa lý và yêu cầu rất cao về tính lưu biến. Nhóm nghiên cứu thậm chí đã mạo hiểm nâng tỷ lệ rắn trong nguyên liệu sấy phun lên khoảng 15 – 20% khối lượng – yếu tố có thể gây tắc vòi sấy phun, để có thể tăng kích thước hạt xúc tác lên tỷ lệ tối ưu.
Dưới điều kiện khắc nghiệt của quá trình tái sinh xúc tác trong Phân xưởng RFCC (khoảng 700 – 800 oC, có mặt hơi nước), cấu trúc zeolite dần bị phá hủy, làm mất hoạt tính. Để nâng cao độ bền thủy nhiệt và hoạt tính, nhóm nghiên cứu đã thêm bước bền hóa (trao đổi với ion đất hiếm để nâng cao độ bền cho zeolite đa mao quản, biến tính với P để nâng cao độ bền cho ZSM-5 đa mao quản) để hạn chế sự phá vỡ cấu trúc zeolite khi hoạt động trong điều kiện khắc nghiệt.
So sánh với các mẫu xúc tác đối chứng trên thị trường, sau khi giảm hoạt tính, xúc tác đa mao quản của nhóm nghiên cứu có diện tích bề mặt mesopore lớn hơn (125 m2/g), có nghĩa là xúc tác có khả năng cracking phân đoạn cặn nặng tốt hơn, độ chuyển hóa cao hơn so với xúc tác hiện tại mà Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đang sử dụng và có hiệu quả tương đương với xúc tác đa mao quản mới của Rive/Grace Davison. Đặc biệt, do bổ sung zeolite ZSM-5 với tỷ lệ hợp lý, xúc tác của nhóm nghiên cứu có hiệu suất propylene tăng rất mạnh (trên 13% khối lượng), đồng thời trị số octane của xăng cũng tăng thêm khoảng 5 đơn vị so với các dòng xúc tác đang dùng tại Nhà máy Lọc dầu Dung Quất hiện nay.
Kết quả đánh giá xúc tác trên phần mềm FCC-SIM mô phỏng điều kiện hoạt động của Phân xưởng RFCC của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất cho thấy, xúc tác đa mao quản là sự lựa chọn phù hợp khi cần mở rộng giới hạn của nguyên liệu chế biến. Hệ xúc tác này cho hoạt tính cao, ổn định, đồng thời việc sử dụng xúc tác đa mao quản không phải điều chỉnh lớn các thông số vận hành của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất.
Kết quả này cho thấy tiềm năng ứng dụng cao của xúc tác cracking đa mao quản, mở ra các hướng nghiên cứu mới về xúc tác FCC, nhất là trong bối cảnh Việt Nam vẫn đang phải nhập khẩu hoàn toàn xúc tác cracking công nghiệp. Tuy nhiên, TS. Vũ Xuân Hoàn lưu ý, các bí quyết về công nghệ tạo hạt xúc tác, hợp phần pha nền, chất kết dính,… cực kỳ quan trọng nhưng hiện nay Việt Nam chưa làm được. Để có thể từng bước làm chủ công nghệ và đánh giá đầy đủ khả năng ứng dụng cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, cần thiết phải đầu tư nghiên cứu ở quy mô lớn hơn với máy sấy phun công nghiệp để hoàn thiện xúc tác trước khi ứng dụng thử nghiệm thực tế.